close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

KURSACh TAGIROV SEGNP 2

код для вставкиСкачать
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
"Самарский государственный технический университет"
Кафедра "Трубопроводный транспорт"
Дисциплина: "Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов".
Курсовая работа
Тема: "Строительство магистральных нефтепроводов в условиях многомерзлых грунтов. Эксплуатация магистрального трубопровода"
Вариант № 11.
Выполнил студент:
IV-НТ-4 Тагиров Д.Ю.
Проверил:
доцент
Пименов В. И.
Самара 2013
Содержание
Строительство магистрального трубопровода
Пояснительная записка
1.1. Строительство магистральных нефтепроводов в условиях многомерзлых грунтов (ммг)
1 Организация производства работ
1.1.2.Подготовка строительства
1.1.3. Строительство и эксплуатация временных дорог и технологических проездов
1.1.4. Земляные работы
1.1.5. Установка свайных опор для надземных трубопроводов
1.1.6.Монтаж и укладка подземного трубопровода
1.1.7.Строительство надземных трубопроводов 1.1.8. Испытание, очистка и диагностика магистрального трубопровода
1.1.9. Приемка объектов трубопроводного транспорта в эксплуатацию
2. Расчетная часть. Расчет трубопровода на прочность
Определение проектного рабочего давления
Определение толщины стенки трубы от внутреннего давления
Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций
3. Графическая часть
3.1 Один из этапов строительства
3.2 Эпюра рабочих давлений
Эксплуатация магистрального нефтепровода
1. Пояснительная записка
1.1 Работа по вырезке и врезке "катушки":
подготовительные работы:
основные работы:
завершающие работы:
2. Расчетная часть
2.1 Расчет объемов и времени освобождения от нефти участка МН для проведения плановых работ
2.2 Расчет времени заполнения нефтепровода после окончания ремонтных работ
3. Графическая часть
3.1 Основные работы по вырезке и врезке "катушки"
3.2 Продольный профиль участка МН
1.1. Строительство магистральных нефтепроводов нефтепроводов в условиях многомерзлых грунтов (ммг) Многолетнемерзлые (вечномерзлые) грунты занимают сравнительно большую территорию ─ 23% земной поверхности (в России - 47% - это районы Крайнего Севера, Кавказ, Южный Урал и др.).
Особенностями строительства и эксплуатации трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, определяющими технологические и конструктивные решения, являются отрицательные температуры окружающей среды (воздух, грунт) и резкое изменение физико-механических свойств большинства грунтов при их оттаивании. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах многолетнемёрзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии с требования СНиП 2.02.04-88 , при этом при выборе трассы следует избегать участки с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлений термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Первый принцип, при котором вечномерзлые грунты (ММГ) следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.
При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° следует предусматривать срезку или подсыпку грунта и устройство полок. При этом срезку ММГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ММГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.
Прокладку подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности следует осуществлять с учётом требований СНиП 2.02.04-88 1.1.1. Организация производства работ
Линейные трассовые работы при сооружении трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах производится в зимнее время с использованием мерзлых грунтов в качестве оснований. Работы на трассе начинаются после промерзания деятельного слоя на глубину не менее 0,6 м во избежание повреждения мохорастительного покрова.
После промерзания деятельного слоя многолетнемерзлых грунтов выполняются следующие трассовые работы:
расчистка и планировка строительной полосы;
сооружение временных дорог и технологических проездов;
развозка вдоль трассы трубных секций, блоков, свай, других конструкций и материалов, предназначенных для монтажа линейной части;
бурение скважин;
установка и монтаж свайных опор, включая выполнение противопучинных и противопросадочных мероприятий;
разработка траншей и засыпка трубопроводов;
монтаж линейной части нефтепроводов, включая изоляционные и теплоизоляционные работы;
кладка и закрепление трубопровода в проектном положении;
монтаж крановых узлов;
устройство систем ЭХЗ и линий связи;
очистка полости и испытание нефтепроводов на прочность и герметичность;
осушка полости нефтепроводов;
техническая и биологическая рекультивация земель в пределах строительной полосы;
окончательное формирование валика над трубопроводом земель в пределах строительной полосы.
В летний период, при потере несущей способности деятельного слоя земли:
разрешается выполнять работы на отсыпных площадках;
допускается выполнение работ вне отсыпных площадок только с применением специальных технологий и технических средств, обеспечивающих минимальное давление на грунт и сохранность мохорастительного покрова.
В летний период в базовых условиях и на отсыпанных площадках выполняются следующие внетрассовые работы:
формирование запасов материально-технических ресурсов;
заготовка и осушка грунта в карьерах;
сварка и противокоррозионная изоляция трубных секций;
изготовление скользящих и неподвижных опор для надземных трубопроводов, фасонных частей, конструктивных элементов для теплоизоляции стыков и монтажа компенсаторов;
подготовка торцов труб под сварку и их консервация;
изготовление кривых вставок и их изоляция;
теплоизоляция труб и деталей;
укрупнительная сборка, изоляция и испытание крановых узлов, трубных блоков;
ремонт и подготовка строительной техники и автотранспорта к эксплуатации.
В условиях многолетнемерзлых грунтов нефтепроводы, как правило, прокладываются надземно (на сварных опорах) в тепловой изоляции с целью предотвращения загустения нефти, что затрудняет её транспортировку.
1.1.2. Подготовка строительства
Общая подготовка к строительству объекта предусматривает:
определение рациональных размеров сезонных, текущих и страховых запасов труб, сварочных, изоляционных и других материалов;
подготовка причалов, пристаней, железнодорожных станций к приему грузов, особенно в период речной и морской навигации;
определение размеров участков для хранения сезонных запасов труб и материалов и согласование их размещения с местной администрацией;
оформление отвода земель во временное пользование для производственных баз, складских помещений, жилых городков, строительства трубопровода;
согласование с местной администрацией мест водозабора для производственных и бытовых нужд, а также мест сброса сточной и отработанной в результате производственной и бытовой деятельности воды.
При подготовке строительных организаций на стадии разработки ППР учитывается сезонный характер выполнения линейных работ и неравномерная загрузка рабочего персонала, а также неодинаковый уровень использования производственных ресурсов по календарным периодам года.
При подготовке к производству строительно-монтажных работ выполняются:
сооружение временных дорог;
заготовка грунта в карьерах;
технологическая подготовка труб, узлов и деталей на производственных базах;
ремонт, техническое обслуживание и подготовка техники к работе в зимний период;
формирование страховых, текущих и сезонных запасов труб, материалов и оборудования;
устройство полевых жилых городков;
монтаж производственных баз;
сооружение складских помещений;
размещение пунктов обогрева вдоль трассы;
организация радиосвязи между бригадами;
организация и подготовка мобильных средств освещения в трассовых условиях.
В процессе инженерной подготовки строительной полосы выполняются следующие работы:
проведение (в зависимости от местных условий) различного рода противоэрозионных и других мероприятий, которые определены проектом;
сооружение технологических проездов;
расчистка строительной полосы от мелколесья и кустарников;
промораживание или осушение заболоченных и переувлажненных плохозамерзших участков;
подготовка оснований под насыпи.
Ширина полосы отвода земель во временное пользование на период строительства подземных и надземных трубопроводов не должна превышать значений, установленных СН 452-73.
На участках с повышенным снегозаносом осуществляются мероприятия по снижению заносимости строительной полосы. Снижение снегозаноса достигается путем установки щитовых снегоуловителей или устройства снежных валов. Защиту строительной полосы от снежных заносов, расчистку или задержание снега осуществляют на основании данных о розе ветров и объемах снегопереноса.
Для расчистки снега могут быть использованы шнекороторные машины, бульдозеры, грейдеры, прицепные к трактору снегоочистительные угольники-рамы.
Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники осуществляют, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей траншеи. Допускается планировка микрорельефа формированием уплотненного снежного покрова. Уплотнение насыпного грунта выполняют путем многократных проходов колесных или гусеничных транспортных средств, а снега - поливом водой.
Промораживание плохо замерзающих участков строительной полосы осуществляют проминкой мохорастительного покрова гусеничной техникой с давлением на грунт не более 0,025 МПа и удалением оседающего на полосе отвода снежного покрова. При этом убираемый снег разравнивают. Снежные отвалы высотой более 1 м рекомендуется устраивать с откосом 1:6.
На участках тундрового мелколесья и кустарников корчевка пней производится только в зоне полосы траншеи.
1.1.3. Строительство и эксплуатация временных дорог и технологических проездов
Подъездные и вдольтрассовые дороги и технологические проезды могут сооружаться из привозного грунта (грунтовая дорога) или снега и льда (снеголедовые дороги-автозимники).
Для предохранения автозимников от снежных заносов необходимо:
использовать конструкции автозимников продуваемого профиля;
устанавливать переносные щиты и другие средства снегозадержания;
использовать снег для постепенного наращивания проезжей части дороги до уровня максимальной высоты снежного покрова (плюс 0,3 м), что обеспечивает ослабление заносимости дороги или полную её защиту от заносов.
Строительство временных дорог и технологических проездов осуществляется без снятия мохорастительного покрова, с целью сохранения мерзлотного режима грунтов.
Автозимники сооружаются либо в нулевых отметках, либо со снеголедовым основанием. В нулевых отметках дорога сооружается на участках, где величина снегопереноса не превышает 600 м3/м. На участках с повышенным снегопереносом до 1000 м3/м сооружаются снеголедовые дороги с продуваемым профилем (выпуклые).
Трассу автозимника по возможности прокладывают на не заносимых снегом участках. Если трасса должна пересекать снегозаносимые участки, то ее направление совмещают, как правило, с направлением господствующих ветров или располагают под углом к нему не более 20о.
Ширину проезжей части технологических проездов определяют исходя из ширины колеи строительных машин, передающихся по этим проездам при производстве строительно-монтажных работ.
При строительстве и эксплуатации ледовых переправ через реки, ручьи, озера несущая способность льда определяется в соответствии с "Инструкцией по проектированию, строительству и содержанию зимних автомобильных дорог на снежном и ледяном покрове в условиях Сибири и северо-востока России" ВСН 137-77 (Минтрансстрой).
При толщине льда меньше минимально допустимой усиление его проводится армированием или намораживанием. Толщина намороженного слоя льда не должна превышать 40% от толщины естественного слоя.
Для перевозки труб и секций используют автомобильные и тракторные трубовозы.
Для перевозки труб по зимникам допускается использовать сани.
Движение транспортных средств осуществляется только по дорогам и технологическим проездам. Движение транспорта вне дорог и проездов во избежание повреждения мохорастительного покрова запрещается.
На участках транспортировки грузов со спусками и подъемами 10-20º применяют дежурные гусеничные тракторы, с помощью которых транспортные средства преодолевают эти участки.
Транспортировка трубных блоков, элементов крановых узлов осуществляется на прицепах и полуприцепах-тяжеловозах. Крепление трубных блоков и элементов крановых узлов выполняют с использованием прокладок, предохраняющих изоляционное покрытие от повреждений. В зимнее время перевозка грузов на дальние расстояния (cвыше 20 км) осуществляется только колоннами транспортных средств, для взаимовыручки при возникновении экстремальных ситуаций. Для перевозки труб, материалов запорной арматуры, людей, продуктов, запчастей используют вертолеты и легкие самолеты. 1.1.4. Земляные работы
Разработка грунта в карьерах производится преимущественно в теплое время года. Зимой разработка грунта осуществляется с рыхлением мерзлой породы буровзрывным методом или механическими разрыхлителями. Летом разработка грунта выполняется без предварительного рыхления, послойно по мере естественного оттаивания. При послойном оттаивании грунт перемещают бульдозерами в промежуточные бурты для обезвоживания, а затем в накопительные отвалы. Промежуточные бурты из оттаивающего грунта возводят высотой до 2,6 м, шириной по низу не более 6 м и выдерживают для обезвоживания в зависимости от вида грунта: песка средней крупности-1-2 сут; песка пылеватого с содержанием пылеватых и глинистых частиц до 5% - 4-6 сут, от 5 до 13% - 6-7 сут; супеси - 10-12 сут. Предварительно подсушенные пылеватые пески с содержанием пылеватых и глинистых частиц от 5 до 13% и супеси укладывают в накопительные отвалы тонкими слоями (до 0,5 м) для последующего просыхания. При уменьшении влажности до 5-17% грунт считается подготовленным для использования в возводимых насыпях строящихся объектов. Отвалы, предназначенные для использования в зимний период, отсыпают высотой, превышающей глубину их возможного сезонного промерзания, и защищают теплоизолирующими покрытиями из местных (мох, торф, снег и др.) или искусственных (полимерные пены) материалов. Немерзлый грунт со дна реки заготавливается летом гидронамывом. При этом площадки для накопления грунта должны иметь уклон в сторону реки. Способ разработки траншеи выбирается в зависимости от структуры грунта и степени его промерзания. При разработке траншеи на эрозионно-опасных участках (овраги, урезы рек) предварительно выполняют работы по стабилизации и закреплению грунта в полосе траншеи. Эти работы выполняются в летний период.
Закрепление и стабилизация грунта осуществляется:
химическими методами поверхностного закрепления;
армированием поверхности грунта неткаными, резинотканевыми, георешетками или другими долговечными материалами;
залужением особо опасных участков с использованием биогранул (гранулы почвы с семенами быстрорастущих трав).
Во избежание заноса траншеи снегом и смерзания отвала грунта при работке зимой темп разработки траншей должен соответствовать темпу изоляционных и укладочных работ при минимальном технологическом заделе.
При разработке траншей в сезоннопромерзающем поверхностном слое грунта при несливающейся мерзлоте при глубине деятельного слоя до 1 см возможны следующие схемы производства работ:
Разработка траншей в многолетнемерзлых грунтах с крупными каменистыми включениями выполняется гидравлическими одноковшовыми экскаваторами с вместимостью ковша 1,5 м, осуществляя предварительное рыхление грунта механическим или буровзрывным способом. При промерзании деятельного слоя до 1,0 м рыхление грунта выполняют мощным бульдозерами-рыхлителями. При большой глубине промерзания рыхление грунта выполняют буровзрывным способом.
Во избежании повреждения изоляционного покрытия труб на участках, где траншея разрабатывается с применением одноковшового экскаватора, ее дно выравнивают подсыпкой песка, покрытием дна вспененными полимерами (ППМ).
Подготовка дна траншеи не проводится на участках, где траншея разрабатывается роторными экскаваторами.
Засыпка трубопровода грунтом из отвала производится после выполнения мер по защите изоляционного покрытия уложенного трубопровода от механических повреждений.
Присыпка производится мелкими фракциями грунта с трамбовкой его в пазухах в целях исключения овализации и уменьшения осадки засыпанного грунта после его оттаивания. При заносе траншеи с уложенным трубопроводом снегом перед засыпкой его необходимо удалить. Удаление снега над верхом трубы производят экскаватором, оборудованным грейфером; а по боками от трубы воздушной струей с температурой не более плюс 50°С.
Запрещается вести засыпку трубопровода в заснеженной траншее.
Трубопровод засыпают сразу после его укладки, балластировки и закрепления проектных отметок несмерзшимся грунтом из отвала. Грунт подают на засыпку роторным траншеезасыпателем или бульдозером после завершения присыпки.
При разработке смерзшегося грунта в отвале с глубиной промерзания до 0,5 м засыпку целесообразно выполнять роторным траншеезасыпателем, который, двигаясь по отвалу, разрабатывает грунт и осуществляет присыпку трубопровода, подготавливая тем самым фронт работы бульдозеру, засыпающему оставшуюся часть траншеи.
Засыпку трубопровода выполняют с образованием валика высотой не менее 30% от глубины траншеи для компенсации осадки грунта в период его оттаивания.
Насыпи для наземных трубопроводов и грунтовые призмы для надземных трубопроводов устраиваются из привозного грунта, добываемого в карьерах. Запрещается брать грунт для насыпи на полосе строительства трубопровода.
Насыпь возводится в два этапа. Вначале грунт отсыпают до уровня нижней образующей трубы, затем монтажа засыпают трубопровод и возводят насыпь до требуемых размеров.
Обваловку трубопровода производят на высоту не менее 0,2 м над верхом трубы незамерзшим грунтом, а затем либо незамерзшим, либо мерзлым грунтом. В противном случае должны быть приняты меры против повреждения изоляции мерзлым грунтом (защитные обертки, скорлупы и т. п.).
Толщина слоя грунта над трубопроводом после его осадки в уплотненном состоянии должна быть не менее 0,8 м.
1.1.5. Установка свайных опор для надземных трубопроводов
Установка свай для надземных участков должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 и СНиП 3.02.01-87. Работы следует выполнять, как правило, методами, исключающими растепление вечномерзлых грунтов в процессе строительства. В зависимости от характеристики грунтов могут быть применены следующие способы:
забивка свай в предварительно пробуренные скважины меньшего диаметра (буро-забивной способ);
установка свай в скважины большего диаметра (буроопускной способ) с заливкой зазоров специальными растворами;
забивка свай непосредственно в пластично-мерзлые грунты (забивной способ);
установка свай с одновременным бурением скважины и ее погружением (бурообсадной способ).
.
При установке свай бурозабивным методом в лидерные скважины диаметр последних должен быть на 10-20 мм меньше, чем диаметр сваи.
Интервал времени между бурением скважин и установкой в них свай не должен превышать трёх часов.
При наличии в грунтах крупнообломочных включений должен применяться буроопускной способ.
При установке свай методом спуска в отдельно пробуренные скважины диаметр последних должен быть на 50 мм больше, чем диаметр сваи.
При установке свай методом забивки в лидерные скважины диаметр последних должен быть на 50 мм меньше, чем диаметр сваи.
Бурообсадной способ установки свай: погружаемые в грунт путём его разбуривания в забое через полость сваи следует применять в сложных геокриологических условиях и при наличии межмерзлотных подземных вод.
Установка свай в скважины опускным способом производится стандартными грузоподъемными машинами, оборудованными специальной грузозахватной оснасткой.
Технологическая последовательность операций при опускном способе производства работ следующая:
При погружении сваи на проектную отметку раствор должен выжиматься на поверхность земли, что служит свидетельством полного заполнения раствором пространства между стенками скважины и поверхностью сваи.
В твердомерзлых глинистых, мелкозернистых, пылеватых, а также песчаных грунтах при средней температуре грунтов в зоне заделки сваи минус 1,5ºС и ниже, сваи допускается погружать методом пропаривания грунта.
После погружения сваи выверяют ее высотное положение. В некоторых случаях целесообразно также "добить" сваю до проектной отметки сваебойными агрегатами-виброкопром или буропогружателем.
Погружение сваи в скважины после пропаривания грунта производят немедленно, до начала его смерзания.
.
При установке свайных опор в многолетнемерзлых грунтах должна быть обеспечена стабилизация отрицательного температурного поля вокруг сваи путем установки сезонно-действующих охлаждающих устройств (СОУ) и укладки теплоизолирующего экрана вокруг свайного куста.
Технологические схемы бурения скважин и необходимый набор машин должны выбираться в зависимости от типа грунтов, их температурного режима, наличия в грунте крупнообломочных включений, времени (сезона) установки свай и их конструкции.
1.1.6. Монтаж и укладка подземного трубопровода
Монтаж трубопровода в нитку должен производиться до разработки траншеи и осуществляться из труб, изолированных в базовых или заводских условиях.
Раскладка труб (секций) по трассе осуществляется на инвентарных лежках, оснащенных эластичными накладками.
Сборка и сварка кольцевых неповоротных стыков производится с применением монтажных опор. Применение для этой цели снежных опор запрещается.
Очистка полости труб от снега и наледи, как правило, производится на трубосварочной базе до сварки одиночных труб в секции. Очистка может осуществляться либо механическим способом, либо с применением электроимпульсного или теплового воздействий.
Полость секций труб после их сварки на трубосварочной базе защищается от загрязнений установкой инвентарных внутритрубных заглушек. Инвентарными внутритрубными заглушками защищаются также полости укрупненных трубных блоков и крановых узлов.
После окончания сварочно-монтажных работ в свободный конец монтируемого трубопровода устанавливают инвентарную внутритрубную заглушку для предохранения от попадания снега в период между рабочими сменами.
Сварка стыков трубопроводов осуществляется по специальной технологической инструкции, учитывающей природно-климатические условия (низкая температура атмосферного воздуха).
Гнутые отводы изготавливают на станках холодного гнутья при положительной температуре металла труб. Трубы с заводским изоляционным покрытием подвергаются гнутью только при условии оборудования трубогибочного станка эластичными прокладками и внутренним дорном. После гнутья труб проверяется сплошность покрытия и выборочно его адгезия.
Укладка трубопровода производится в очищенную от снега и льда траншею и на подготовленное дно, исключающее механические повреждения изоляционного покрытия.
На участках с пучинистыми грунтами целесообразно осуществлять обсыпку трубопровода (подсыпку и присыпку) привозным сухим грунтом (песком).
На участках пучинистых грунтов после засыпки трубопровода устраивают поверхностный теплозащитный экран, обеспечивающий сохранение грунта в мерзлом состоянии вокруг трубопровода до его пуска в эксплуатацию.
Закрепление трубопровода на проектных отметках на обводненных и заболоченных участках производится балластными грузами или вмораживаемыми анкерами.
1.1.7. Строительство надземных трубопроводов
Работы по монтажу и укладке надземного трубопровода должны выполняться после оформления акта приемки свайных опор, монтажа ригелей и опорных элементов и составления исполнительной (фактической) схемы расстановки опор с указанием межцентровых расстояний.
Установка свайных опор под надземные трубопроводы должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04 и СНиП 3.02.01. Работы должны выполняться методами, исключающими растепление ММГ в процессе строительства и последующей эксплуатации: бурозабивной, буроопускной, забивной, бурообсадной способы.
Монтаж надземного трубопровода следует начинать от неподвижных опор в сторону компенсаторов. Последовательность и технология выполнения работ должны быть установлены в технологических картах с учетом высот опор. Неподвижная опора, включающая патрубок с приваренными к нему кольцевыми упорами, подставку с ложементом и хомутами, плиту-фланец, антикоррозионную изоляцию, должна быть изготовлена в заводских условиях.
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб должны быть защищены термостойкими экранами, предотвращающими попадание брызг расплавленного металла на изоляционное покрытие труб.
Вварка компенсаторов в нитку трубопровода производиться после закрепления участков трубопровода на неподвижных опорах и выполняется с применением или без применения его предварительной растяжки или сжатия. Величины растяжки или сжатия компенсатора устанавливаются проектом в зависимости от температуры окружающего воздуха при сварке замыкающего стыка.
Замыкающий стык не должен находиться в границах компенсатора и не должен выполняться на концах патрубков неподвижных опор. Стыковать компенсатор непосредственно с плетью запрещается. К компенсатору с обоих концов должны быть пристыкованы одиночные трубы или двухтрубные секции, которые в свою очередь, стыкуются с плетью, смонтированной от неподвижной опоры.
О проведении растяжки (сжатии) компенсаторов должен быть составлен Акт по форме СНиП 3.05.03. При монтаже трубопровода на опорах методом наращивания, а также при укладке на опоры смонтированной на земле плети и компенсаторов сварные стыки должны быть вынесены за пределы опорной части трубопровода на расстояние, равное не менее суммы длины свободного от покрытия (антикоррозионного, теплоизоляционного) конца трубы и величины нахлеста изоляции стыка на заводское покрытие, но не менее 200 мм.
С этой целью при монтаже надземного трубопровода для выполнения данного требования следует производить селекцию труб по длине. В случае если не представляется возможным осуществить подбор труб, из целой трубы изготавливается трубная вставка.
При монтаже надземного трубопровода из теплоизолированных труб трубная вставка ("катушка") должна быть изготовлена из теплоизолированной трубы. Укладка трубных плетей на эксплуатационные опоры должна осуществляться колонной трубоукладчиков. Характеристики трубоукладчиков (грузоподъемность, момент устойчивости, длина стрелы), их количество и схема расстановки должны быть подобраны так, чтобы исключить перенапряжения, изломы и образования вмятин на трубопроводе.
Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров для балочных переходов и надземной прокладки должны соответствовать приведенным в таблице 14.1.
Таблица 14.1
Контролируемый показательДопускаемое
отклонение, ммТочность расположения центра опор и трубопровода:
вдоль оси трубопровода;
поперек оси трубопровода
±100
±50Отклонение высотной отметки подошвы фундамента опоры±25Смещение фундамента относительно разбивочных осей±40Отклонение головы свай в плане±50Отклонение отметки верха сваи±50Отклонение центра опоры±50Отклонение верха опорной части±20Отклонение оси трубопровода от центра опоры: на продольно-подвижных опорах;
на свободноподвижных опорах с учетом температурного графика (по проекту)
±100
±200Отклонение трубопровода от геометрической оси на прямолинейных переходах без компенсации температурных деформаций на каждой опоре
±50Отклонение вылета компенсатора
+1000
-500
При замыкании участков надземного трубопровода положение монтируемого трубопровода на ригелях опор должно определяться в зависимости от температуры наружного воздуха, в соответствии с проектом.
Закрепление трубопроводов в проектном положении на эксплуатационных опорах следует осуществлять с учетом его перемещений при температурных перепадах, определяемых проектом.
После завершения монтажа трубопровода на опорах следует выполнять подводку ригелей под трубопровод с заданным усилием, величина которого указывается в рабочих чертежах.
Фиксация ложементов на подвижных опорах с помощью стяжных хомутов осуществляется со смещением от центра опор с учетом последующих продольных перемещений трубопровода в процессе эксплуатации.
Величины смещения ложементов относительно оси скользящей опоры в зависимости от температуры замыкания стыка должны быть отражены в проекте или ППР.
Закрепление вылета компенсатора следует производить со смещениями, указанными в проекте или ППР при фиксированном положении полки.
После проведения испытаний трубопровода должен проводиться повторный геодезический контроль положения трубопровода и при необходимости - повторная регулировка.
Монтаж надземного трубопровода производится либо на раскладочных лежках рядом со сварными опорами с последующим подъемом плетей на опоры, либо непосредственно на опорах с использованием передвижных монтажных опор (рис. 11.30).
Монтаж трубопровода из труб с тепловой изоляцией целесообразно выполнять на эксплуатационных опорах "с колес" без раскладки труб на строительной полосе.
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб защищают термостойкими экранами (фартуками), предотвращающими попадание на покрытие труб брызг расплавленного металла.
Укладка трубных плетей на эксплуатационные опоры должна осуществляться колонной трубоукладчиков. Характеристики трубоукладчиков (грузоподъемность, момент устойчивости, длина стрелы), их количество и схема расстановки должны быть подобраны так, чтобы исключить перенапряжения, изломы и образования вмятин на трубопроводе.
Антикоррозионная изоляция зон кольцевых сварных соединений труб осуществляется термоусаживающимим лентами, а гидроизоляция наружной поверхности теплоизоляционного материала - термоусаживающимися манжетами.
Схема продольно-подвижной опоры при надземной прокладке магистральных нефтепроводов представлена на рис. 11.32.
1-трубопровод; 2-защитная оболочка теплоизоляции из оцинкованной стали; 3-заводская теплоизоляция из ППУ; 4-регулировочный болт; 5-свая; 6- ригель; 7- комплект прокладок; 8-подставка-ложемент; 9-антифрикционный элемент; 10-боковой упор
Рис. Продольно-подвижная опора трубопровода:
Сборку и сварку стыковых соединений труб кроме замыкающих стыков компенсаторов и переходов следует осуществлять на внутреннем центраторе.
Закрепление трубопровода на подвижных опорах производится прижатием труб к опорным ложементам с помощью металлических хомутов.
1.1.8.Испытание, очистка и внутритрубная диагностика нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ
Магистральные нефтепроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться, гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность, очистке полости, профилеметрии и ВТД.
Последовательность проведения работ по гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность, очистке полости, профилеметрии и ВТД следующая:
Проверка состояния изоляции нефтепровода методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям.
Гидроиспытания линейной части нефтепровода.
Монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска очистных устройств, профилемера и комбинированного магнито-ультразвукового дефектоскопа ДКК (ультразвуковых приборов WM, CD/ДКУ, магнитного МДСкан/ДКМ).
Очистка внутренней полости нефтепровода.
Проведение профилеметрии и диагностики комбинированным дефектоскопом ДКК (ультразвуковыми приборами WM, CD/ДКУ, магнитным МДСкан/ДКМ).
Вскрытие дефектов, выявленных при катодной поляризации, профилеметрии и, диагностике, проведение их ДДК.
Устранение дефектов, выявленных при катодной поляризации, профилеметрии и диагностике.
Освобождение участков нефтепровода от воды.
Гидроиспытания линейной части нефтепровода
Нефтепровод должен подвергаться гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность после завершения строительно-монтажных работ. Переходы через железные дороги испытываются в два этапа:
- 1-й этап - до укладки в кожухе на давление Рзав в течение 24 часов и на герметичность на давление Рраб в течение не менее 12 часов;
- 2-й этап - одновременно с прилегающими участками на давление Рзав в нижней точке и не менее 1,25 Рраб в верхней точке в течение 24 часов и на герметичность на давление Рраб в течение не менее 12 часов.
Величина рабочего давления Рраб для испытываемого участка определяется проектной организацией исходя из максимально возможного рабочего давления при различных режимах работы нефтепровода с учетом проектной раскладки трубы. Трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на давление 1,25Рисп. в течение 6 часов.
Трубопроводы для подключения наполнительных агрегатов должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рраб. в течение 6 часов, где Рраб. - давление подачи воды для обеспечения движения очистных и диагностических устройств на испытываемом участке трубопровода.
Рисунок 5 - График режима испытаний участка нефтепровод
tн - время заполнения участка; tп - время начального подъема давления до Рисп; Тисп.п - время испытания постоянным давлением Рисп; tс - время снижения давления до Рраб в конце испытания; То - время, необходимое для осмотра трассы нефтепровода.
Скорость подъема давления при испытании не должна превышать 0,04 МПа (0,4 кГс/см²) в минуту. При достижении величины давления, равной 0,9 от величины максимального испытательного давления в нижней точке трассы, скорость подъема давления должна находиться в пределах от 0,01 до 0,02 МПа (0,1 до 0,2 кГс/ см²) в минуту.
Испытания трубопровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:
падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;
обнаружения выхода воды на трубопроводе;
возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.
Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытания на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и отсутствуют утечки. Результаты регистрации значений давлений гидроиспытаний самопишущими приборами (диаграмма) должны быть приложены в виде твердой копии (на бумажном носителе) к акту гидроиспытаний и включены в исполнительную документацию нефтепровода.
Таблица 2 - Параметры гидравлических испытаний участков магистральных нефтепроводов
Категория участкаНазначение участков магистральных нефтепроводовЭтапы испытания на прочность и проверки на герметичностьДавлениеПродолжительностьпри испытании на прочностьпри проверке на герметичность при испытании на прочность, ч при проверке на герметичностьв верхней точке(не менее)в нижней точке IПереходы через ж.д. и а. д.; пересечения с ЛЭП напряжением 500 кВ и более1-й этап -
до укладки и засыпки или до укладки в кожухе-РзавРраб24не менее 12 ч2-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий:
I- II; III-IV
1,25 Рраб
Рзав
Рраб
24не менее 12 ч Очистка
После гидроиспытаний, проверки состояния изоляционного покрытия и присоединения камер пуска-приема средств очистки и диагностики проводится очистка внутренней полости линейной части и подводных переходов нефтепровода.
Очистка полости трубопровода осуществляется последовательным пропуском скребков типа ПРВ-1, оборудованных передатчиком, с расстоянием между ними 1 км. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 3.
Таблица 3 - Количество скребков в зависимости от протяженности участка
Протяженность участка, кмДо 40 кмСвыше 40 до 55 кмСвыше 55 до 110кмКоличество скребков234
Очистка скребками считается выполненной при следующих условиях:
все запасованные скребки пришли в камеру приема; последний скребок пришел неразрушенным (без повреждений);
скорость движения скребков составляла не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с);
после скребков вода выходит без примеси грунта (глины, песка, торфа). Очистка считается незаконченной, если не выполнено любое условие. Профилеметрия
Пропуск профилемера для контроля геометрических параметров трубопроводов после завершения гидроиспытаний и строительно-монтажных работ производится после очистки участков линейной части и подводных переходов нефтепровода.
Протяженность участка для профилеметрии определяется в ППР расчетом с учетом рельефа местности и должна составлять не более 110 км, при этом учитываются потери напора на перемещаемом профилемере (0,2 МПа).
Пропуск профилемера на участках через железные дороги проводится после гидроиспытаний в составе участка.
Диагностика Для диагностики применяются внутритрубные инспекционные приборы ДКК (ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD). Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностики, определяет Заказчик в задании на проектирование.
Пропуск дефектоскопа ДКК (ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD) производится по результатам пропуска профилемера.
При выполнении диагностического обследования участка нефтепровода последовательно несколькими типами ВИП должна быть обеспечена следующая последовательность.
При наличии дефектов изоляционного покрытия по результатам его повторной проверки методом катодной поляризации Заказчик принимает решение о пропуске ультразвуковых приборов WM, CD (ДКУ)
1.1.9. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов
Перечень сооружений, входящих в состав вводимого в эксплуатацию объекта, определяется проектом строительства объекта (пускового комплекса).
Приёмка в эксплуатацию законченных строительством объектов производится поэтапно рабочими и приёмочными комиссиями. Комиссии назначаются приказом Заказчика.
Приёмка законченных строительством объектов производится в два этапа:
I этап. После завершения строительно-монтажных работ в соответствии с проектом, приемки оборудования после индивидуальных испытаний (с оформлением актов) Генподрядная организация извещает Заказчика о готовности объекта для предъявления рабочей комиссии. Заказчик не позднее 3-х дней после получения извещения подрядчика издает приказ о назначении рабочей комиссии. Датой завершения строительно-монтажных работ считается дата подписания акта приемки законченного строительством объекта по унифицированной форме КС-11.
После окончания индивидуальных испытаний и оформления акта выполняется комплексное опробование объекта.
До даты начала подключения и заполнения МН нефтью должны быть завершены и приняты рабочими комиссиями с оформлением соответствующих актов объекты и сооружения линейной части МН:
Комплексное опробование объекта производится в течение 72 часов под нагрузкой, соответствующей проектным значениям. При получении положительных результатов комплексного опробования оборудования и систем оформляется "Акт рабочей комиссии о приёмке оборудования после комплексного опробования". После подписания этого акта рабочая комиссия составляет и подписывает "Акт о готовности законченного строительством здания, сооружения для предъявления приемочной комиссии", на этом ее полномочия прекращаются.
II этап. На следующий день после подписания акта рабочей комиссией, Заказчик издает приказ о назначении приёмочной комиссии.
Приёмочная комиссия приступает к своей работе не позднее чем через 5 дней после подписания акта рабочей комиссии. Время работы приёмочной комиссии определяется приказом (в зависимости от сложности объекта), но не более 5 дней.
Приёмочная комиссия, осуществляет приёмку законченного строительством объекта с оформлением "Акта приемочной комиссией о приемке в эксплуатацию законченного строительством объекта" по унифицированной форме КС-14.
Акт по форме КС-14 утверждается приказом Генерального директора (или лицом, его заменяющим) в срок не позднее 30 дней после подписания всеми членами приёмочной комиссии по объектам производственного назначения. Датой приёмки объекта в эксплуатацию считается дата утверждения акта по форме КС-14.
Акт приёмки объекта по форме КС-14 хранится у Заказчика в течение всего времени эксплуатации объекта.
2. Расчет трубопровода на прочность
2.1 Определение проектного рабочего давления в трубной секции нефтепровода
Исходные данные:
плотность перекачиваемой нефти = 860 кг/м3;
Вариант
11
Диаметр трубопр. нар. , мм
1020
Давление на выходе НПС, МПа
5,4
Следующая работающая НПС без РП
Место расположения секции, км
2
Категория участка
IIПрофиль трассы от НПС-1 до НПС-2 (остановившейся) и НПС-3
Км трассы0510152025303540Отметка, м240190270160260200130290240Км трассы45505560657075
160Отметка, м140210270160260200230
220НПС-1 находится на 0 км, НПС-2 (остановившаяся) находится на 75 км
НПС-3 находится на 160 км.
Рассчитать величину напора на выходе НПС-1 Н1 по заданному давлению на выходе НПС-1 по формуле H = p /н٠g
H = 5,4*1000000/860/9,81=640 м
Рассчитать величину напора на входе НПС-3 Н2 по заданному давлению на входе НПС-3 и отложить его по вертикали от высотной отметки НПС-3
H = p /н٠g
H = 1*1000000/860/9,81=120 м
Определить величину напора в заданной секции трубопровода Нтр =550 м
Рассчитать проектное рабочее давление в заданной секции трубопровода Ртр
P = H٠н٠g
P = 550*860*9,81=4,97 МПа
Рассчитать проектное рабочее давление аналитически по формулам
где: - давление в начале участка, МПа; Принимается равным допустимому рабочему давлению на выходе предыдущей работающей НПС.
- давление в конце участка, МПа; Принимается равным допустимому рабочему давлению на входе следующей (после отключенной НПС) работающей НПС. Для промежуточной НПС без РП допустимое рабочее давление на входе зависит от установленных магистральных насосах. Для промежуточной НПС с РП или конечном пункте с РП допустимое рабочее давление на входе равно 1,0 МПа.
- высотная отметка в начале участке, м;
- высотная отметка в конце участке, м;
- плотность перекачиваемой нефти, кг/м3;
- ускорение свободного падения, м/с2;
где: - давление в начале участка, МПа;
pтр - проектное рабочее давление в секции трубопровода, МПа;
- высотная отметка в начале участке, м;
zтр - высотная отметка секции трубопровода, м;
Lтр - длина участка от предыдущей НПС до секции трубопровода, км
МПа
2.2 Определение толщины стенки от внутренного давления
Исходные данные:
Рабочее (проектное) давление p =5,03 МПа
категория участков - II
Наружный диаметр трубы Dн - 1020
Класс прочности труб для категории участков:
II - К54; Коэффициенты надежности по материалу = 1,4.
Температура фиксации участка трубопровода, категории: B - (- 170 С);
Максимальная температура стенок трубы равна +280 С, Класс прочности Временное сопротивление σВ, МПа Предел текучести σТ, МПа K54 530 380 Порядок расчетов
Определяем расчетное сопротивление металла труб
где - коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 для участков трубопроводов категории "В"; 0,75 для участков категорий I и II; и 0,9 для участков категорий III и IV; - коэффициенты надежности по материалу, определяется по характеристикам труб и может быть равен 1,34; 1,40; 1,47; 1,55; - коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепроводов условным диаметром 1200 он равен 1,05, для остальных - 1,00
МПа
Рассчитываем толщину стенки трубопровода
где п - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах и принимаемый: - для нефтепроводов диаметром от 700 до 1200 мм с промежуточными НПС без подключения емкостей, п=1,15;
- для остальных нефтепроводов п = 1,10
p - рабочее (проектное) давление, МПа Dн - наружный диаметр трубы, м;
R1 - расчетное сопротивления, МПа
мм
Принятая толщина стенки труб должна быть не менее 1/100 наружного диаметра труб, т.е. не менее 1/100*1020=10,2 мм. Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту, получаем мм
Определяем абсолютное значение максимального положительного t(+)температурного перепада по формуле
где - коэффициент линейного расширения металла трубы
Е - параметр упругости (модуль Юнга), МПа
- коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона
5. Определяем расчетный температурный перепад при заданной температуре замыкании трубопровода
Здесь tэ - максимальная (или минимальная) возможная температура стенок трубы в процессе эксплуатации определяется в технологической части проекта;
- температура, при которой должна фиксироваться расчетная схема трубопровода (должен завариваться замыкающий сварной стык). Эта температура указывается Заказчиком или определяется Проектировщиком в зависимости от срока окончания строительства или категории участка. 6. Так как величина расчетного температурного перепада больше абсолютного значения максимального положительного температурного перепада, то продолжаем расчет
7. Рассчитываем продольные напряжения по формуле , где
t - расчетный температурный перепад, оС;
п, р - обозначение то же, что в формуле (6.11);
н - номинальной толщины стенки, мм Dвн - внутренний диаметр трубы, мм МПа
8. Знак "минус" указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить по формуле (6.13) коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:
где пр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа
9. По формуле пересчитываем значение толщины стенки трубопровода
мм
10. Толщина стенки труб должна быть не менее 1/100 наружного диаметра труб, т.е. не менее 1/100*1020=10,2 мм. Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту, получаем мм
Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций
Проверка на прочность в продольном направлении:
1. Определяем внутренний диаметр трубопровода
Dвн= - 2= 530 - 2*6=518 мм
2. Рассчитываем значение кольцевых напряжений по формуле где - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, равный 1,15 для нефтепроводов диаметром 700 - 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей и 1,1 - в остальных случаях;
- номинальная толщина стенки трубы, м
Dвн - внутренний диаметр трубы, м p - рабочее (проектное) давление, МПа МПа
3. Рассчитываем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы по формуле где - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления
3. Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию 4. Условие выполняется.
Проверка трубопровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций
1. Находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле МПа
2. Проверяем выполнение условие где: - нормативное сопротивление, принимается равным минимальному значению предела текучести ;
- коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 для участков трубопроводов категории "В"; 0,75 для участков категорий I и II; и 0,9 для участков категорий III и IV;
- коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепроводов условным диаметром 1200 он равен 1,05, для остальных - 1,00
- условие выполняется.
3. Рассчитываем коэффициент по формуле 4. Определяем значение продольных напряжений по формуле + МПа
-МПа
5. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов - в продольном направлениях проверку производим по условию:
- условие выполняется.
- в кольцевом направлении проверку производят по условию:
- условие выполняется.
Графическая часть
Один из этапов строительства
а-сборка стыка; б-перемещение центратора; в-подготовка трубы к стыковке; 1-опора; 2-смонтированный трубопровод; 3-монтажная опора; 4-передвижная опора штанги; 5-штанга; 6-центратор; 7-трубоукладчик; 8-трубы
Рис. Монтаж плетей на опорах:
Эксплуатация нефтепровода
1. Пояснительная записка
1.1 Работа по вырезке и врезке "катушек"
Работы по вырезке, врезке "катушек" должны выполняться по ППР, разработанному на основании рабочей документации, требований настоящего документа и утвержденному главным инженером ОСТ, а также по технологическим картам, в следующей последовательности:
а) подготовительные работы:
согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;
отвод земли, разработка схем подъездных путей для движения транспорта;
разбивка трассы нефтепровода, обозначение вешками всех коммуникаций следующих в одном техническом коридоре и пересекающих нефтепровод в зоне производства работ;
обустройство временных переездов, полевого городка;
земляные работы, устройство амбаров для временного хранения нефти (при необходимости);
врезка вантузов или установка вантузных задвижек и извлечение герметизирующих пробок;
промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры;
б) основные работы:
остановка перекачки нефти по нефтепроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМН или лупингу, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;
освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;
сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти;
вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой "катушки";
подготовка (зачистка) рабочих котлованов;
сверление отверстий для контроля давления в нефтепроводе;
зачистка внутренней полости трубы и котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости нефтепровода;
сверление отверстий для контроля газовоздушной среды в нефтепроводе;
сварочно-монтажные работы по врезке новой "катушки" (детали) или подключению участка нефтепровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений;
заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений; открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение нефтепровода нефтью;
вывод нефтепровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;
нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка нефтепровода;
в) завершающие работы:
1) обратная закачка нефти из амбаров (резинотканевых резервуаров) в нефтепровод (при их использовании);
2) ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;
3) восстановление изоляционного покрытия нефтепровода в местах ликвидации временных вантузов; 4) обратная засыпка нефтепровода, амбаров и выполнение рекультивации;
5) демонтаж временных переездов и полевого городка.
На плановые работы по вырезке, врезке "катушки" должна быть разработана проектная и рабочая документация. Работы должны выполняться в присутствии представителя технического надзора. В случае выполнения внеплановых работ (в т.ч. аварийно-восстановительных работ) ППР разрабатывается на основании типовых проектов и требований настоящего документа. Земляные работы
В состав земляных работ входят:
Оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне магистрального нефтепровода и других инженерных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН, подписанного представителями эксплуатирующих организаций, собственником, землепользователем, землевладельцем или арендатором земельного участка;
обозначение опознавательными знаками (см. рисунок 6.1) трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;
подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;
устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к оси нефтепровода;
обустройство переездов с твердым покрытием через нефтепровод (из железобетонных дорожных плит или металлических настилов), обозначение их знаками;
разработка и обустройство ремонтных котлованов, в т.ч. для врезки вантузов, технологических отверстий;
планировка земли на трассе прохождения временных нефтепроводов для откачки-закачки нефти;
устройство амбара/амбаров или подготовка существующего амбара/амбаров для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода на ремонтируемом участке (при использовании);
подготовка горизонтальных площадок для резинотканевых емкостей (при использовании);
обратная засыпка (после выполнения работ) ремонтного котлована, амбара/амбаров (при необходимости);
техническая и биологическая рекультивация земель (после выполнения работ) на месте производства ремонтных работ и сдача их землепользователям, арендаторам земельных участков или землевладельцам (далее - Землепользователь) с оформлением акта приемки-сдачи рекультивированных земель установленной формы.
Разработка и обустройство ремонтного котлована
Производство земляных работ по вскрытию нефтепровода должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР. Разработка котлована должна осуществляться экскаватором. Для предотвращения повреждения нефтепровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей нефтепровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.
Длина котлована L, м, определяется по формуле:
L = ( + 2, (6. где (  длина заменяемого участка нефтепровода, м. Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована по дну не менее 1 м, по верху не менее 1,5 м.
Таблица 6.1 - Максимально допустимая длина подкопанного участка в зависимости от диаметра нефтепровода
Диаметр нефтепровода на участке прямой врезки, мм Максимально допустимая длина подкопанного участка, м до 530 включительно 7 630-720 10 820 12 1020, 1067 13 1220 14 Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При разработке котлована должна быть обеспечена крутизна откосов согласно рисунку 6.2 в соответствии с таблицей 6.2. Перед началом производства работ в котловане следует провести контроль крутизны откосов с применением измерительных средств.
точка А - бровка котлована;
точка Б - край основания котлована;
точка В - точка на дне основания котлована;
 - угол откоса стенки котлована;
L2 - длина откоса котлована (от точки А до точки Б);
H - глубина котлована;
b - расстояние по горизонтали от края основания котлована до бровки котлована;
L1-расстояние от бровки котлована до точки на дне котлована (от точки А до точки В).
Рисунок 6.2 - Расчет крутизны откоса котлована
Измерив расстояния L1, L2, рассчитываем значение b по следующей формуле:
,(6.2)
где b/L2 = cos .
Таблица 6.2 - Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Вид грунта Глубина траншеи, котлована, м до 1,5 1,5 - 3,0 3,0 - 5,0угол
откоса,°.уклонb/L2 (cos )угол откоса,°.уклонb/L2 (cos )угол откоса,°.уклонb/L2 (cos )Насыпной5610,670,564511,000,713811,250,79Песчаные и гравийные6310,500,454511,000,714511,000,71Супесь7610,250,265610,670,565010,850,64Суглинок7610,250,266310,500,455310,750,60Глина7610,250,267610,250,26631:0,500,45Лессовидный сухой7610,250,266310,500,456310,500,45Примечание - При напластовании различных видов грунта крутизну откосов для всех пластов надлежит назначить по более слабому виду грунта. 1 - рабочий котлован; 2 - информационный знак с указанием наименования нефтепровода и фактической глубины его заложения; 3 - предупредительный знак "Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен"; 4 - ограждение котлована из синтетической сигнальной ленты
Рисунок 6.3 - Схема обозначения ремонтного котлована
Врезка вантузов в нефтепровод
Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении нефтепровода.
Места установки вантузов зависят от их назначения.
Вантузы для откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) "катушке" или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения нефтепровода. Допускается врезка вантуза в вырезаемую "катушку" в нижнюю образующую трубы. Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные вантузы с момента установки на нефтепровод должны подвергаться наружной диагностике методами НК. Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти вантузов зависят от объема откачиваемой нефти из ремонтируемого участка нефтепровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы, количества и производительности насосных агрегатов.
Определение мест впуска воздуха, количества и диаметра вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-362-09.
Определение мест выпуска ГВС, количества и диаметра вантузов для выпуска ГВС производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-363-09.
1 - вантузная задвижка; 2 - патрубок; 3 - усиливающая накладка; 4 - нефтепровод; 5 - продольный сварной шов; 6 - поперечный сварной шов; 7 - фланец.
А - расстояние между вантузами;
b - ширина усиливающей накладки;
d -диаметр вантуза (патрубка);
D - диаметр нефтепровода;
h - высота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в нефтепроводе и приспособления типа "Пакер" для последующей ликвидации вантуза);
С - минимальное расстояние между усиливающими накладками
Рисунок 7.1 - Схема монтажа вантузов на нефтепроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке
Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности
До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости шиберных задвижек и посадочного паза затвора клиновых задвижек, проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения внутренней полости шиберной задвижки и посадочного паза затвора клиновой задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.
Работы по промывке и проверке герметичности затворов должны выполняться по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью ППР. В состав плана мероприятий должно входить:
составление порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;
определение сил и средств для выполнения работ;
подготовка персонала и технических средств;
подготовка и обеспечение связи между производителем работ и оператором НПС, диспетчером РДП (ТДП).
Порядок проверки герметичности задвижек
Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки.
После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.
Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные ёмкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за закрытую задвижку.
Для контроля герметичности затвора создается перепад давления в диапазоне от 0,1 до 0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.
Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.
Контроль герметичности затвора арматуры проводится с применением акустических приборов (акустико-эмиссионные течеискатели).
Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов (течеискателей), установкой датчика на корпус запорной арматуры, свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.
При выявлении негерметичности затвора проверяемой задвижки необходимо выполнить повторную промывку задвижки в порядке, определенном п.8.2 настоящего документа. В случае отрицательного результата ОСТ разрабатывает мероприятия по восстановлению герметичности задвижки (проведение среднего ремонта, замена). Работы по восстановлению герметичности задвижки необходимо совместить с последующей плановой остановкой нефтепровода.
Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка
Остановка перекачки нефти по нефтепроводу осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции ОСТ о порядке пуска и остановки нефтепроводов.
После закрытия задвижек электропитание должно быть отключено, созданы видимые разрывы путем отсоединения кабеля от силового автомата и вывешены плакаты "Не включать - работают люди!". Кроме того, должны быть приняты меры, исключающие несанкционированное открытие задвижек в ручном режиме (снятие штурвалов или блокировка их вращения, вывешивание плакатов - "Не включать - работают люди!").
1 - магистральный нефтепровод; 2 - вантуз; 3 - устройство прорезное "Малютка"; 4 - задвижка клиновая с фланцами; 5 - фланцевое соединение ; 6 - замок ПМТ; 7 - рукав всасывающий; 8 - задвижка клиновая с патрубками ПМТ; 9 - приставная лестница, деревянного бруса; 10 - приставная лестница
Рисунок 10.8 - Схема обвязки вантуза для откачки нефти
Вырезка "катушек", задвижек, соединительных деталей
Вырезка "катушки", запорной арматуры (задвижек, запорных клапанов и т.д.) и соединительных деталей (далее - "катушка") должна производиться одним из методов:
безогневым методом;
с применением энергии взрыва (УКЗ, ШКЗ).
За 24 часа до начала вырезки "катушки" должны быть отключены станции катодной и дренажной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.
Длина вырезаемой "катушки" должна превышать длину дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не менее диаметра нефтепровода. До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки в зависимости от способа выполнения операции должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм  при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм  для МРТ. Поверхность нефтепровода в местах резки должна быть очищена от остатков клея, праймера и мастики. МРТ и другое применяемое оборудование при вырезке "катушки" безогневым методом должны иметь паспорта, формуляры, разрешение Ростехнадзора на применение.
При вырезке "катушки" взрывом должны применяться технологии и взрывчатые материалы, устройства и аппаратура для производства взрывных работ, на которые имеются разрешения Ростехнадзора.
Вырезка "катушки" с применением машин для резки труб
Вырезка "катушки" должна производиться машинами для резки труб с электроприводом (пневмо- или гидроприводом) во взрывобезопасном исполнении с частотой вращения режущего инструмента не более 60 об/мин и подачей не более 30 мм/мин. Вырезка "катушки" должна осуществляться одновременно двумя МРТ. При вырезке задвижки, тройника должны одновременно устанавливаться и работать три машины для резки трубы.
1 - рабочий котлован; 2 - нефтепровод; 3 - МРТ; 4 - провод заземления МРТ со штырем; 5 - пульт управления МРТ; 6 - шунтирующая перемычка; 7 - приставная лестница; 8 - вантуз; 9 - гибкая стальная лента (хомут)
Рисунок 11.1 - Схема безогневой вырезки "катушки"
1 рабочий котлован; 2 - нефтепровод; 3 - МРТ; 4 - провод заземления МРТ со штырем; 5 - пульт управления МРТ; 6 - шунтирующая перемычка; 7 - приставная лестница; 8 - запорная арматура; 9 - фундамент; 10 - гибкая стальная лента (хомут)
Рисунок 11.2 - Схема безогневой вырезки запорной арматуры
Для избежания защемления режущего диска фрезы при резке труб, вызванного освобождением напряжений в трубе, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые
250-300 мм на расстоянии от 50 до 60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала.
После окончания работ по вырезке "катушки" МРТ демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанной "катушки" и зачищается от замазученности.
Герметизация полости труб нефтепровода
После освобождения нефтепровода от нефти и вырезки "катушки" внутренняя полость нефтепровода должна быть загерметизирована до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ.
Внутренняя полость нефтепровода линейной части должна перекрываться герметизаторами "Кайман" (DN от 400 до 1200) и (или) ГРК (DN от 100 до 1200) и (или) ПЗУ (DN от 100 до 1200).
При ремонте с заменой "катушки" на НПС, КПП СОД, перемычках и резервных нитках ППМН, не оборудованных КПП СОД, для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина.
Для установки герметизаторов "Кайман" и ГРК, ПЗУ длина вырезаемой "катушки" должна быть не менее 1,5·D, где D - наружный диаметр ремонтируемого нефтепровода.
Применение герметизаторов разрешается на участках МН, оборудованных КПП СОД.
При наличии промежуточных НПС их узлы подключения должны быть оборудованы КПП СОД или узлами пропуска СОД. Обвязка КПП СОД или узлами пропуска СОД должна обеспечивать пропуск герметизаторов как с остановкой, так и без остановки промежуточной НПС.
Герметизаторы транспортируется по трубопроводу после окончания ремонтных работ потоком перекачиваемой нефти до КПП СОД, которые используются для их приема. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.
Для определения местоположения герметизаторов "Кайман" при их движении по нефтепроводу после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью, каждый "Кайман" должен быть оснащен передатчиком для скребка (ПДС) с новыми, не бывшими в эксплуатации элементами питания.
Технология герметизации внутренней полости нефтепроводов линейной части. Общие требования кгерметизаторам, применяемым для перекрытия нефтепроводов
Внутренняя полость нефтепроводов линейной части, технологических нефтепроводов НПС для безопасного проведения огневых работ должна перекрываться герметизаторами "Кайман", ГРК, ПЗУ.
Технические характеристики герметизаторов "Кайман", ГРК и ПЗУ указаны в Приложениях.
Используемые герметизаторы должны иметь комплект необходимой документации: формуляр (паспорт) и руководство по эксплуатации предприятия-изготовителя, разрешение Ростехнадзора на применение, инструкцию по эксплуатации и применению, утвержденную главным инженером ОСТ.
Герметизаторы должны быть оборудованы пневмопроводом, который при установке должен быть выведен через отверстие в стенке нефтепровода наружу и соединен с узлом (блоком) контроля давления в герметизаторе.
После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизатора должен быть спущен, узел (блок) контроля давления воздуха должен быть демонтирован.
Выпуск воздуха из герметизаторов должен производиться через узел (блок) контроля давления воздуха. Отверстие в нефтепроводе для вывода пневмопровода после демонтажа узла (блока) контроля давления воздуха должно быть заглушено.
Перед применением герметизаторы должны быть проверены на комплектность, наличие маркировки и исправность и пройти визуальный контроль.
После установки в нефтепровод герметизаторы должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с методикой освидетельствования технического состояния герметизирующего элемента герметизатора "Кайман" и в соответствии с руководством по эксплуатации ГРК, ПЗУ.
Рисунок 12.4 - Схема установки герметизаторов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума
Рисунок 12.4.1 - Схема установки герметизаторов ПЗУ и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума
Рисунок 12.5 - Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума
.
Порядок выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода
Выпуск ГВС из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в последовательности, определенной ППР. Перед выпуском ГВС на вантуз устанавливается отводящий патрубок.
По завершению заполнения нефтепровода нефтью ответственный за проведение работ должен доложить об окончании выпуска ГВС и закрытии задвижки управляющему диспетчеру и ответственному за организацию и безопасное производство работ. Организовать работы по демонтажу отвода для выпуска ГВС, установке заглушки на задвижку, а при необходимости - уборке замазученности.
Выпуск ГВС через приспособление (согласно приложению В) из внутренней полости при выполнении операции по заполнению трубопровода производить при 100 % открытии шарового крана и секущей вантузной задвижки до появления нефти в безнапорной емкости.
Запрещается нахождение людей внутри колодца вантуза при проведении работ по выпуску ГВС из внутренней полости трубопровода.
После окончания работ по выпуску ГВС (появление нефти в безнапорной емкости) через приспособление (согласно приложению В) необходимо закрыть шаровый кран, затем секущую вантузную задвижку, сбросить избыточное давление через шаровый кран в емкость. Закрыть шаровый кран и убедиться в герметичности секущей вантузной задвижки по отсутствию изменения показаний мановаккуметра в течение 10 минут. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ, управляющему диспетчеру о закрытии вантуза, открыть шаровый кран и провести откачку нефти из приспособления с помощью АКН, с подачей воздуха через сливное отверстие на фланце. Провести демонтаж приспособления, работы по демонтажу и откачки нефти проводить с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания изолирующего типа, страховочного пояса, при наличии не менее двух страхующих. Установить сферическую заглушку на вантуз сразу после демонтажа конструкции. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ о завершении работ по выпуску ГВС на данном вантузе.
Изоляция врезанной "катушки" и вантузов, требования к применяемому оборудованию и материалам
Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки, оформления разрешения на изоляцию, но не менее чем через 12 часов после заполнения нефтепровода.
Нанесение покрытия должно осуществляться в соответствии с технологической картой, разработанной с учетом требований настоящего документа, производителя (поставщика) материалов и нормативно-технической документации (ВСН 008-88, инструкции и др.).
В качестве наружных защитных покрытий "катушек" на участках нефтепровода, построенного из труб с заводским полиэтиленовым покрытием, должны применяться покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент (конструкция № 14 по ГОСТ Р 51164).
Для изоляции "катушек" на участках нефтепровода с битумно-мастичным или ленточным покрытиями должны применяться покрытия на основе рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированные битумно-полимерные покрытия (конструкции № 13, 21 по ГОСТ Р 51164).
Нанесение защитного покрытия на врезанную "катушку" должно осуществляться в следующей последовательности:
очистка изолируемой поверхности до требуемой степени очистки и шероховатости;
предварительный нагрев;
нанесение грунтовки на подготовленную поверхность;
нанесение изоляционного покрытия механизированным или ручным способом, обеспечивающим проектную толщину покрытия и его сплошность;
контроль качества нанесенного покрытия.
Очистка отремонтированного участка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия должна выполняться абразиво-струйным, механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками).
Изолируемая поверхность должна быть очищена от старого изоляционного покрытия, остатков грунта, продуктов коррозии, задиров, брызг металла, шлака и пыли. Степень очистки поверхности должна соответствовать требованиям поставщиков материалов и типу выбранного покрытия.
Изолируемая поверхность "катушки" при нанесении покрытия должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.
Изоляционные работы должны проводиться при температурах, указанных производителем (поставщиком) материала, указанных в нормативно-технической документации по нанесению защитного покрытия.
Контроль качества защитного покрытия оценивается по показателям: внешний вид;
диэлектрическая сплошность;
толщина;
адгезия покрытия к стали и к прилегающему покрытию МН (выборочно). Для восстановления заводского покрытия труб на участках приварки вантузов следует использовать мастичные или термоплавкие заполнители и ремонтные заплаты из термоусаживающихся полимерных лент.
После очистки и предварительного нагрева на восстанавливаемый участок первоначально наносится мастичный или термоплавкий заполнитель.
Подготовка к нанесению заполнителя сводится к вырезанию из рулонного материала острым ножом или ножницами заплаты заполнителя, размерами и формой совпадающими с размерами и формой дефектного участка. При необходимости (в случае использования мастичного заполнителя) с заплаты снимается разделительная бумага. Заполнитель прогревается пламенем газовой горелки или промышленным феном до начала размягчения и плавления. Нагретая с одной стороны заплата устанавливается на ремонтируемый участок, плотно приминается рукой к поверхности трубопровода, после чего производится нагрев заплаты горелкой до вязкотекучего состояния. Образовавшийся расплав уплотняется и разравнивается по зоне ремонта фторопластовым или подогретым металлическим шпателем.
Мастичный или термоплавкий заполнитель должен плотно прилегать к поверхности трубы, равномерным слоем заполняя всю зону "катушки", зону приварки вантуза. Толщина заполнителя должна быть равна толщине прилегающего заводского покрытия.
При использовании рулонных заполнителей толщиной меньшей, чем толщина заводского покрытия, допускается последовательное нанесение на ремонтируемый участок двух или трех слоев заполнителя.
После нанесения на восстанавливаемый участок заполнителя осуществляется его дополнительная защита ремонтируемого участка заплатой из термоусаживающейся ленты. С этой целью от рулона ленты вырезается защитная заплата таким образом, чтобы ее нахлёст на неповрежденное заводское покрытие составлял не менее 50 мм. Углы заплаты по периметру обрезаются ножом или ножницами.
Перед нанесением заплаты заводское покрытие в зоне ремонта прогревается пламенем газовой горелки до температуры от 60 С до 80С. Одновременно нагревается горелкой и внутренняя сторона заплаты (со стороны адгезионного подслоя ленты) до начала размягчения и плавления подслоя. Заплата с размягченным адгезионным подслоем устанавливается на ремонтируемый участок с нахлёстом на заводское покрытие, разглаживается вручную, а затем прикатывается к поверхности трубопровода фторопластовым или металлическим роликом.
С помощью газовой горелки или промышленного фена производится равномерный нагрев заплаты до появления из-под заплаты расплава адгезива. После этого заплата повторно прикатывается к поверхности трубы роликом, разглаживается вручную до полного удаления из-под нее воздушных пузырей. При перегреве и сквозном прожоге термоусаживающейся ленты заплата удаляется, а на ее место ставится новая заплата.
Для установки заплат (после нанесения пластичных заполнителей) рекомендуется применять специальные ремонтные термоусаживающиеся ленты, обладающие минимальной степенью усадки и высокой адгезией к заводскому полиэтиленовому покрытию труб.
После завершения работ восстановленный участок покрытия не должен иметь гофр, складок, прожогов, мест отслоения заплаты от поверхности нефтепровода. Толщина покрытия на восстановленном участке должна быть не меньше, чем толщина заводского покрытия. При проверке отремонтированного покрытия искровым дефектоскопом диэлектрическая сплошность покрытия должна быть не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия. 2. Расчетная часть
2.1 Расчет объемов и времени освобождения от нефти участка МН для проведения плановых работ
Исходные данные
Продольный профиль нефтепровода диаметром 1020 мм с толщиной стенки 12,0мм
Диаметр трубопр. нар. , мм1020Участок МН, км1237 1. Общая протяженность участков, подлежащих освобождению, определяется графическим методом с использованием профиля отключаемого участка нефтепровода.
Протяженность участков подлежащих освобождению: L = Lотк= 8020 +3480 = 11500 м
2. Определение на профиле места откачки нефти
Место откачки нефти определяется графическими расчётами на продольном профиле МН и должно обеспечивать освобождение трубопровода от нефти до нижней образующей трубы на расстоянии от места производства ремонтных работ не менее 40 метров.
Место откачки нефти обозначается на профиле знаком , при этом откачка производится через вновь врезаемый вантуз откачки нефти в месте производства ремонтных работ. 3. Расчет количества и мест расстановки вантузов/технологических отверстий
Для предотвращения образования разрежения, исключения откачки дополнительных объемов нефти и поступления нефти после окончания откачки к местам производства работ, выполняется расчет количества и мест расстановки вантузов и технологических отверстий.
Количество вантузов и технологических отверстий должно обеспечивать равенство объемов откачиваемой нефти и входящего воздуха:
Qотк = Qв,(2)
где Qотк - объемный расход, откачиваемой нефти, м3/ч;
Qв - объемный расход воздуха через отверстие, м3/ч.
4. Расчет объёма откачки передвижными насосными установками
(8995 м3 находится в диапазоне 5000-10000 м3, следовательно, требуется 3 ПНУ)
5. По характеристикам насосов ПНУ (ЦНС и ПН), а также трубопроводов обвязки ПНУ определяем производительность откачки:
Потери в ВТП:
При Q=150 м3/ч: Н = 1+0,062*200=12,4 м
При Q=300 м3/ч: Н= 4+0,22*200 = 48 м
При Q=150 м3/ч При Q=300 м3/ч: Производительность освобождения передвижными насосными установками находим как среднее значение: 9. Рассчитать время освобождения участка нефтепровода передвижными насосными установками tп = ΣVпi / qi=8955/270=11,05 ч
10. Заполнить таблицу "Сводный результат расчета объемов и времени откачки нефти на освобождаемых участках для проведения плановых работ
Сводный результатрасчета объемов и времени откачки нефти на освобождаемых участках для проведения плановых работпо объекту: МН , участок с 1232 км до 1251 км
Параметры расстановки вантузов и технологических отверстий№№ п.п. Назначение вантуза/технологических отверстий, № вантуза. Параметры вантузовСуществующий/вновьврезаемый (постоянный/временный)Дистанция, км Диаметр отверстия, ммОбъём поступления воздуха в трубопровод (указывается объём за всё время откачки нефти)1Вантузы/техн. отверстия для впуска воздуха: 1.1Вантуз № 301/11240125 6248 Существующий (постоянный)1.2Вантуз № 301/212501252711Вновь врезаемый (временный)2Вантузы для откачки нефти: 2.1Вантуз № 301/31237 125- Вновь врезаемый (временный)Параметры освобождения участков МН от нефти№№ п.п. Наименование показателей и технологических операций. Параметры освобождения участков МН от нефтиНаименование и количество откачивающих средствПротяженность освождаемых участков, мОбъем нефти освождаемый из участков, м3Время освобождения учаска МН от нефти, час.3Освобождение участков от нефти передвижными насосными установками: 3.1Подключение насосов в точке № 3, 1226 км 3.1.1с производительностью qп1,__ 270_м3/ч11500895511,05 передвижная насосная установка-3 шт. ИТОГО11500895511,05 2. 2 Разработка схемы заполнения нефтепровода
Объемная производительность заполнения участка нефтью не должна превышать пропускной способности вантуза через который осуществляется выпуск воздуха.
Исходные данные из Задания № 3
Порядок выполнения
Разработать на профиле схему заполнения участка нефтепровода
Определить для каждого участка нефтепровода способ заполнения
Подача нефти в нефтепровод будет производиться подпорными насосными агрегатами НПС НПВ 5000-120 (а=137,7, b=1,2839*)
Разработать технологические режимы заполнения каждого участка нефтепровода с учетом ограничений Заполняем участки АБ
Qвантуза=4810*2=9620 м3 /ч
Qзакачки = 5000 м3 /ч, что не превышает Qвантуза, при этом Н = 137,7 - 1,2839**=106,7м
Далее заполняем участок ВГ
Qвантуза=4810 м3 /ч
Qзакачки =4810 м3 /ч, что не превышает Qвантуза, при этом Н = 137,7 - 1,2839**=107,9 м
Рассчитать время заполнения каждого освобожденного участка и общее время заполнения всего освобожденного участка нефтепровода t1=V(АБ,ВГ) /qз1 =6248/5000=1,25 ч = 75 мин
t2=VЗИ/qз2=8711/4810=0,56 ч =33 мин
tобщ=t1+t2=75+33=108 мин
5. Заполнить таблицу "Расчет время заполнения участка нефтепровода"
8
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
516
Размер файла
1 000 Кб
Теги
kursach, segnp, tagirov
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа